Avance de resultados Tercer trimestre de 2009 Mejora en ......Avance de resultados Tercer trimestre...

Avance de resultados Tercer trimestre de 2009

1

Mejora en las condiciones macro

Cifras no auditadas (NIIF)

3T 2008

2T 2009

3T 2009

% Variación 3T09/3T08

RESULTADOS TERCER TRIMESTRE 2009

Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

RESULTADO CONTABLE A CCS (M€)

1.659 424 801 -51,7 RESULTADO DE EXPLOTACION CCS 4.517 2.188 -51,6

735 235 303 -58,8 RESULTADO NETO CCS 2.474 1.073 -56,6

INDICADORES PROFORMA A CCS (M€)

1.647 428 759 -53,9 RESULTADO DE EXPLOTACION RECURRENTE CCS 4.452 1.932 -56,6

723 265 279 -61,4 RESULTADO NETO RECURRENTE CCS 2.228 964 -56,7

RESULTADO CONTABLE (M€)

1.570 643 901 -42,6 RESULTADO DE EXPLOTACION 5.072 2.484 -51,0

699 373 368 -47,4 RESULTADO NETO 2.816 1.257 -55,4

INDICADORES PROFORMA (M€)

1.558 647 859 -44,9 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN RECURRENTE 5.007 2.228 -55,5

687 403 344 -49,9 RESULTADO NETO RECURRENTE 2.570 1.148 -55,3 BENEFICIO POR ACCIÓN

0,58 0,31 0,30 -48,3 Euros por acción 2,32 1,04 -55,2

0,82 0,44 0,45 -45,1 Dólares por acción 3,32 1,52 -54,2

DATOS MÁS RELEVANTES DEL TERCER TRIMESTRE DE 2009

• El resultado de explotación a CCS del trimestre, descontando el efecto patrimonial, ha disminuido un 51,7%

frente al mismo trimestre del año anterior. El resultado de explotación recurrente a CCS del trimestre, disminuyó un 53,9%.

• El resultado de explotación recurrente a CCS del tercer trimestre frente al mismo período del año anterior se ha

visto afectado principalmente por el impacto de la caída del precio de los commodities y del margen de refino. • Sin embargo, la recuperación de las condiciones macro nos ha permitido incrementar secuencialmente un 77%

el resultado de explotación recurrente a CCS respecto al del segundo trimestre. • La deuda financiera neta de la compañía al final del tercer trimestre de 2009 se situó en 10.575 M€, lo que

supone un incremento de 170 M€ respecto al cierre anterior, a pesar de haberse producido en el trimestre el pago del dividendo complementario de Repsol YPF, S.A. del ejercicio 2008 por importe de 641 M€. El ratio de deuda sobre capital empleado al cierre del trimestre se sitúa en el 29,6%.

• La deuda financiera neta del Grupo ex GN, se situó al cierre del tercer trimestre del 2009 en 4.062 M€, frente

a 3.657 M€ en el trimestre anterior. El ratio de deuda neta sobre capital empleado del tercer trimestre de 2009 se ha situado en el 14,2%.

• En los 10 primeros meses del año se anunciaron 15 descubrimientos. Estos se ubican principalmente en las

áreas clave de crecimiento de la compañía, las aguas profundas del Golfo de México y Brasil y el Norte de África.

• Desde la última presentación de resultados, se han anunciado los descubrimientos de Abaré Oeste en Brasil,

Perla 1X en Venezuela y Venus B-1 en Sierra Leona.


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1.- ANÁLISIS DE RESULTADOS POR ACTIVIDADES 1.1.- UPSTREAM


3T 2008

2T 2009

3T 2009


Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

672 140 293 -56,4 RESULTADO DE EXPLOTACION (M€)

1.999 618 -69,1

620 172 302 -51,3 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN RECURRENTE (M€) 1.975 659 -66,6

126 132 141 11,9 PRODUCCIÓN LÍQUIDOS (Miles de bep/d)

129 129 -0,1

1.152 1.166 1.045 -9,3 PRODUCCIÓN GAS (*) (Millones scf/d)

1.148 1.119 -2,5

331 340 327 -1,2 PRODUCCIÓN TOTAL (Miles de bep/d) 334 328 -1,6

376 338 290 -22,9 INVERSIONES (M€)

858 942 9,8

90 62 70 -22,2 COSTES DE EXPLORACIÓN (M€)

294 160 -45,6

3T 2008

2T 2009

3T 2009


COTIZACIONES INTERNACIONALES Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

115,1 59,1 68,1 -40,8 Brent ($/Bbl) 111,1 57,3 -48,4

118,2 59,8 68,2 -42,3 WTI ($/Bbl) 113,5 57,3 -49,5

10,2 3,5 3,4 -66,7 Henry Hub ($/MBtu) 9,7 3,9 -59,8

3T 2008

2T 2009

3T 2009


PRECIOS DE REALIZACIÓN Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

104,9 53,9 62,9 -40,0 CRUDO ($/Bbl) 100,3 53,4 -46,8

4,6 2,0 2,1 -54,3 GAS ($/Miles scf) 4,3 2,2 -48,8

1.000 Mcf/d = 28,32 Mm3/d = 0,178 Mbep/d

El resultado de explotación recurrente en el tercer trimestre de 2009 ascendió a 302 M€ lo que representa un descenso del 51,3% frente al tercer trimestre de 2008. La diferencia de 318 M€ entre los trimestres mencionados se explica principalmente por los siguientes factores: • Los precios de realización de crudo y gas, netos del efecto de menores tributos, han tenido un impacto negativo

de 417 M€. • El menor coste exploratorio ha impactado positivamente con 25 M€. • La apreciación del dólar frente al euro ha supuesto un mayor resultado de 20 M€. • Finalmente, otros efectos, explican la diferencia restante. La producción en este trimestre alcanzó los 327 Kbep/d, un 1,2% inferior a la del mismo período de 2008 con un incremento en la producción de líquidos en Shenzi en Estados Unidos y una menor producción de gas por menor demanda de gas de PDVSA en Venezuela y de gas boliviano por parte de Brasil, así como por una parada programada por mantenimiento con una duración de 22 días de la planta de proceso de gas del yacimiento TFT en Argelia. Si se aislaran los efectos por cambios contractuales y regulatorios y la reducción de la cuota de la OPEP, la producción en el trimestre habría sido un 2,5% superior a la de 2008. Esto se explica principalmente por la puesta en marcha e incremento de producción de crudo del campo Shenzi (GoM-USA), uno de los proyectos de crecimiento del Plan Estratégico 2008-2012.


3

Resultados acumulados El resultado de explotación recurrente de los primeros nueve meses de 2009 ha ascendido a 659 M€, lo que supone un descenso del 66,6% frente al mismo período de 2008. Esto se debe, principalmente, a los menores precios internacionales de crudo y gas. La producción en los primeros nueves meses del año 2009 (328 Kbep/d) ha sido un 1,6% inferior a la del 2008 (334 Kbep/d). Aislando los efectos por cambios contractuales y regulatorios antes mencionados, así como la reducción de la cuota de la OPEP, la producción habría sido un 4,8% superior a la del mismo período del año 2008, por la puesta en marcha de Shenzi. Las inversiones del tercer trimestre de 2009 en el área de Upstream han alcanzado 290 M€. Las inversiones en desarrollo representaron un 33% de la inversión y han sido realizadas fundamentalmente en USA (30%) Trinidad y Tobago (26%) y Libia (13%). En el acumulado a septiembre las inversiones en el área ascendieron a 942 M€, un 9,8% superiores a las del ejercicio 2008. La inversión en desarrollo representó el 42% del total y se realizaron principalmente en USA (47%), Trinidad y Tobago (21%) y Libia (9%).


4

1.2.- GNL


3T 2008

2T 2009

3T 2009


Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

38 23 5 -86,8 RESULTADO DE EXPLOTACION (M€)

88 39 -55,7

38 23 5 -86,8 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN RECURRENTE (M€) 88 39 -55,7

70,4 37,0 35,1 -50,1 PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD EN EL POOL ELECTRICO EN ESPAÑA (€/MWh)

64,4 38,3 -40,5

52,6 47,2 47,5 -9,7 GNL COMERCIALIZADO (TBtu) 149,1 133,2 -10,7

78 40 33 -57,7 INVERSIONES (M€) 223 103 -53,8

1 TBtu= 1.000.000 Mbtu 1 bcm= 1.000 Mm3= 39,683 TBtu

El resultado de explotación recurrente se situó en 5 M€ de euros, un 86,8% inferior, equivalente a 33 M€, frente al mismo período del año anterior. Los resultados del tercer trimestre de 2009 se han visto afectados fundamentalmente por los siguientes factores: • Por el lado positivo cabe destacar los mayores volúmenes de ventas en los Trenes 2 y 3 de Trinidad y Tobago. • Por el lado negativo, la caída de los precios del pool eléctrico español y menores ventas de energía eléctrica y

gas natural han provocado un descenso de los resultados de Bahía Bizkaia Electricidad, S.L. (BBE). Asimismo, se han registrado menores volúmenes y márgenes en la división de comercialización de GNL y flota, como consecuencia, entre otros factores, de la fuerte caída de los precios internacionales del gas.

Resultados acumulados El resultado de explotación recurrente de los nueve primeros meses del año 2009 ha ascendido a 39 M€, con un descenso del 55,7% frente al mismo período del ejercicio 2008. Este descenso se explica por la caída de los precios del pool eléctrico español, por la caída de los precios internacionales del gas, y por menores márgenes y volúmenes en la comercialización de GNL. Las inversiones del tercer trimestre en el área de GNL han alcanzado 33 M€. Estas inversiones se han dedicado fundamentalmente al proyecto Canaport LNG. En el acumulado a septiembre, las inversiones alcanzaron 103 M€ y se han destinado fundamentalmente a la planta de Canaport LNG.


5

1.3.- DOWNSTREAM


3T 2008

2T 2009

3T 2009


Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

504 53 101 -80,0 RESULTADO DE EXPLOTACION CCS 985 470 -52,3

480 56 106 -77,9 RESULTADO DE EXPLOTACION RECURRENTE CCS

1.025 473 -53,9

3T 2008

2T 2009

3T 2009


Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

415 272 201 -51,6 RESULTADO DE EXPLOTACION (M€) 1.540 766 -50,3

391 275 206 -47,3 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN

RECURRENTE (M€)

1.580 769 -51,3

10.681 9.359 9.186 -14,0 VENTAS DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (Miles de toneladas) 32.618 28.037 -14,0

625 707 541 -13,4 VENTAS DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (Miles de toneladas) 2.120 1.706 -19,5

692 713 652 -5,8 VENTAS DE GLP (Miles de toneladas) 2.365 2.236 -5,4

309 427 457 47,9 INVERSIONES (M€)

939 1.209 28,7

3T 2008

2T 2009

3T 2009


INDICADOR MARGEN DE REFINO ($/Bbl) Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

7,4 0,5 0,3 -95,9 España 7,0 1,8 -74,3

El resultado de explotación recurrente a CCS se situó en 106 M€, un 77,9% inferior sobre el mismo trimestre de 2008. El resultado de explotación recurrente del tercer trimestre de 2009, que incluye un efecto inventario por un importe positivo de 100 M€, asciende a 206 M€ frente a los 391 M€ del mismo período de 2008 en el que hubo efecto patrimonial negativo de 89 M€. El descenso de 374 M€ del resultado de explotación recurrente a CCS del tercer trimestre de 2009 frente al mismo período de 2008 se explica por las siguientes razones: • En el negocio de Refino por el menor margen. Esto se ha visto parcialmente compensado por la reducción en

los costes fijos, consecuencia de la aplicación de planes de ahorro. Ambos efectos combinados han tenido un impacto negativo en el resultado de 355 M€.

• En los negocios de comercialización, Marketing y GLP, el buen comportamiento de los mismos ha impactado

positivamente el resultado en 44 M€. • El indicador ajustado de margen integrado de Downstream, que tiene en cuenta todas las actividades excepto

la química, alcanzó 3,90 $/bbl en el trimestre. • El negocio de Química junto a otros efectos de menor cuantía explican las diferencias restantes.


6

Resultados acumulados El resultado de explotación recurrente a CCS, excluyendo el efecto inventario, asciende en los 9 primeros meses del año a 473 M€, un 53,9% inferior a los 1.025 M€ obtenidos en el mismo período del año anterior. El resultado de explotación recurrente de los 9 primeros meses del año ha sido de 769 M€, frente a 1.580 M€ del año anterior, fundamentalmente como consecuencia de la caída en los márgenes de refino así como del impacto contable del efecto inventario. Los efectos que se han observado en las variaciones del último trimestre siguen siendo válidos en el análisis del acumulado del año en su conjunto. El peor margen de refino y debilidad del negocio químico no han podido ser compensados por los mayores resultados de los negocios de Marketing y GLP. Las inversiones en el área de Downstream en el tercer trimestre de 2009 y en el acumulado del año ascendieron a 457 M€ y 1.209 M€ respectivamente, y se han destinado fundamentalmente a los proyectos de ampliación y conversión de Cartagena y la Unidad reductora de fuelóleo de Bilbao.


7

1.4.- YPF


3T 2008

2T 2009

3T 2009


Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

402 129 211 -47,5 RESULTADO DE EXPLOTACION (M€) 1.046 663 -36,6

451 95 211 -53,2 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN

RECURRENTE (M€) 1.186 458 -61,4

319 310 287 -10,0 PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS (Miles de bep/d)

312 306 -1,7

1.825 1.619 1.567 -14,1 PRODUCCIÓN GAS (*) (Millones scf/d)

1.746 1.581 -9,4

643 598 566 -12,0 PRODUCCIÓN TOTAL (Miles de bep/d) 623 588 -5,6

4.026 3.689 3.220 -20,0 VENTAS DE PRODUCTOS PETROLIFEROS (Miles de toneladas) 11.514 10.448 -9,3

388 346 457 17,8 VENTAS DE PRODUCTOS

PETROQUIMICOS (Miles de toneladas) 1.171 1.073 -8,4

98 109 89 -9,2 VENTAS DE GLP (Miles de toneladas) 290 312 7,7

346 201 181 -47,7 INVERSIONES (M€) 912 618 -32,2

3T 2008

2T 2009

3T 2009


INDICADORES Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

44,7 42,4 43,4 -2,9 PRECIOS DE REALIZACIÓN DE CRUDO ($/Bbl) 41,8 41,7 -0,2

2,0 1,8 1,7 -15,0 PRECIOS DE REALIZACIÓN DE GAS ($/Miles scf) 2,2 2,1 -2,4

617 182 202 -67,3 PETROQUÍMICA DERIVADA ($/ton) 529 193 -63,5

(*) 1.000 Mcf/d = 28,32 Mm3/d = 0,178 Mbep/d

El resultado de explotación recurrente alcanzó 211 M€ en el tercer trimestre de 2009, frente a 451 M€ en el tercer trimestre de 2008. Las variaciones más significativas de este trimestre en comparación con el mismo periodo de 2008 que han dado lugar al descenso de 240 M€ en el resultado operativo recurrente son las que se detallan: • A pesar del continuo incremento en moneda local, los menores precios de líquidos en dólares en el mercado

doméstico, han tenido un impacto negativo en el resultado de 69 M€. • Menores volúmenes de venta, de líquidos, que han afectado el resultado operativo en 102 M€

• La caída en los ingresos por exportaciones y la de aquellos productos vendidos internamente pero referenciados a la evolución de las cotizaciones internacionales del crudo neta de tributos impactó negativamente en el resultado en 119 M€.

• En gas, a pesar del incremento de precios en el segmento doméstico y de generación, el resultado ha

disminuido en 67 M€ debido a menores ingresos en el segmento industrial, atado a cotizaciones internacionales.

• Los costes operativos han descendido debido a los resultados de la implementación del programa de ahorro de

costes impactando positivamente en el resultado en 160 M€. • Las menores amortizaciones tuvieron un impacto positivo en el resultado de 47 M€. • Otros efectos menores explican el resto de la variación del tercer trimestre de 2009 frente al mismo periodo del

año anterior.


8

La producción en este trimestre ha sido inferior en un 12,0% a la del mismo período del año anterior por el impacto de las huelgas de empleados petroleros de la región sur de Argentina. Aislando este efecto, la producción ha sido un 8,0% inferior. Resultados acumulados El resultado de explotación recurrente del acumulado del año ascendió a 458 M€, un 61,4% inferior al del mismo periodo del año anterior. El descenso muestra que el incremento de los precios de los líquidos en moneda local, no ha podido compensar el efecto de la retención a las exportaciones, de los menores ingresos provenientes de aquellos productos que, si bien son vendidos en el mercado interno, su precio está relacionado con la cotización internacional y de los efectos de menores ingresos derivados impacto negativo del tipo de cambio. En el acumulado del año, la producción ha sido de 588 Kbep/d con un descenso del 5,6% frente al mismo periodo del año anterior, en línea con el declino natural de los campos maduros propios de la zona y teniendo en cuenta el efecto de la huelga de empleados petroleros del segundo trimestre del año 2008 y del tercer trimestre del presente año. Las inversiones del tercer trimestre de 2009 en YPF han alcanzado 181 M€ y se han destinado en un 66% a proyectos de desarrollo en Exploración y Producción. En los 9 primeros meses del año las inversiones alcanzaron 618 M€ y se han destinado en un 77% a proyectos de desarrollo en el negocio de Exploración y Producción.


9

1.5.- GAS NATURAL SDG


3T 2008

2T 2009

3T 2009


Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08

136 165 226 66,2 RESULTADO DE EXPLOTACION (M€) 423 560 32,4

138 165 226 63,8 RESULTADO DE EXPLOTACIÓN RECURRENTE (M€) 432 560 29,6

598 2.600 277 -53,7 INVERSIONES (M€)

724 4.840 -

El resultado de explotación recurrente de Gas Natural SDG del tercer trimestre de 2009 ascendió a 226 M€, frente a los 138 M€ del mismo periodo del año anterior, lo que supone un incremento del 63,8%. El aumento de 88 M€ se ha producido por la integración global de los resultados de Unión FENOSA en Gas Natural SDG durante todo el trimestre, lo cual significa que esta operación ha tenido un impacto positivo en el resultado operativo de esta última. Resultados acumulados El resultado de explotación recurrente en los 9 primeros meses del año ha sido de 560 M€ en comparación con los 432 M€ del mismo periodo del año anterior. Las variables que han afectado al aumento del resultado acumulado coinciden con las explicadas para el trimestre. Las inversiones en Gas Natural SDG durante el tercer trimestre y 9 primeros meses de 2009 alcanzaron respectivamente 277 M€ y 4.840 M€ y fueron destinadas fundamentalmente a aumentar su participación en Unión FENOSA. Al margen de esta operación, las inversiones materiales fueron ligeramente superiores a las registradas durante el mismo período de 2008 dirigiéndose fundamentalmente a las actividades de distribución y generación eléctrica. 1.6 CORPORACIÓN Y OTROS Este epígrafe recoge los gastos de funcionamiento de la Corporación y las actividades no imputadas a los negocios. En el tercer trimestre de 2009 se registró un resultado recurrente negativo de 91 M€, frente a los 80 M€ de gasto neto del tercer trimestre de 2008. En el tercer trimestre de 2009 se registró un resultado reportado negativo de 35 M€ mientras que en el tercer trimestre de 2008 se registró un resultado reportado negativo de 93 M€.


10

2.- RESULTADO FINANCIERO, ENDEUDAMIENTO E INVERSIONES

Cifras no auditadas (NIIF) % Variación

EVOLUCIÓN DE LA DEUDA NETA (M€) 2T09 3T09 3T09/2T09 Ene-Sep 09

DEUDA NETA AL INICIO DEL PERIODO 5.376 10.405 93,5 3.334

EBITDA -1.545 -1.815 17,5 -4.803

VARIACIÓN FONDO DE MANIOBRA COMERCIAL 490 -110 34

INVERSIONES (1) 3.603 1.249 -65,3 7.775

DESINVERSIONES (1) -153 -162 5,9 -584

DIVIDENDOS PAGADOS (incluyendo los de las sociedades afiliadas) (2) 93 635 582,8 1.382

EFECTOS TIPO DE CAMBIO -198 -43 -78,3 -17

IMPUESTOS PAGADOS 320 366 14,4 845

INCORPORACIÓN DEUDA UNIÓN FENOSA 2.172 -19 2.153

INTERESES Y OTROS MOVIMIENTOS 247 69 -72,1 456

DEUDA NETA AL CIERRE DEL PERIODO 10.405 10.575 1,6 10.575

DEUDA NETA + PREFERENTES AL CIERRE DEL PERIODO 13.965 14.123 1,1 14.123

Ratio de endeudamiento

CAPITAL EMPLEADO (M€) 35.788 35.754 -0,1 35.754

DEUDA NETA / CAPITAL EMPLEADO (%) 29,1 29,6 1,7 29,6

DEUDA NETA + PREFERENTES / CAPITAL EMPLEADO (%) 39 39,5 1,3 39,5

ROACE antes de no recurrentes (%) 5,2 5,9 13,5 6,1

(1) Adicionalmente, en el periodo enero a septiembre de 2009 existen inversiones de carácter financiero por importe de 18 M€, lo que implicaría una inversión total de 7.793 M€. Igualmente, existen desinversiones de carácter financiero por importe de 55 M€, suponiendo las desinversiones totales 639 M€.

(2) La diferencia entre el importe de dividendo complementario del ejercicio 2008 de Repsol YPF, S.A. (641 M€) y la cifra que figura en la tabla como dividendo pagado en el 3T09 (635 M€) se explica por el importe del dividendo correspondiente a las acciones de la sociedad dominante poseídas a la fecha de pago del dividendo complementario.

La deuda financiera neta de la Compañía al final del tercer trimestre de 2009 se situó en 10.575 M€, lo que supone un incremento de 170 M€ respecto al cierre del segundo trimestre de 2009 (10.405 M€), a pesar de haberse producido en el trimestre el pago del dividendo complementario de Repsol YPF, S.A. del ejercicio 2008 por importe de 641 M€. El ratio de deuda neta sobre capital empleado a septiembre de 2009 se ha situado en el 29,6 %. Teniendo en cuenta las acciones preferentes, este ratio se sitúa en el 39,5 %. Con respecto a la deuda financiera neta del Grupo ex GN, se situó al final del tercer trimestre en 4.062 M€, frente a 3.657 M€ al final del segundo trimestre, lo que supone un incremento en el periodo de 405 M€. La generación de caja operativa del trimestre ha permitido hacer frente a las inversiones acometidas, al pago de impuestos y, parcialmente, al pago del dividendo complementario de Repsol YPF, S.A. El ratio de la deuda neta sobre capital empleado al final del tercer trimestre de 2009 para el Grupo consolidado ex – GN se situó en un 14,2 %. Teniendo en cuenta las acciones preferentes, el ratio se sitúa en el 26,6 %.


11

El gasto financiero neto acumulado al final de los 9 primeros meses de 2009 ha sido de 278 M€, frente a los 236 M€ del mismo periodo del ejercicio anterior, destacando los siguientes aspectos:

• Intereses netos: Incremento del gasto en 126 M€, principalmente por el mayor volumen medio de deuda como consecuencia de la adquisición de Unión FENOSA por parte de Gas Natural, unido a la incorporación de la deuda financiera neta de Unión FENOSA desde el 30 de abril. Este efecto se ha visto compensado parcialmente por la disminución de los tipos de interés respecto a 2008.

• Resultado de posiciones: El resultado positivo de los 9 primeros meses de 2009 (288 M€) se explica

por:

- Tipo de interés: Resultado positivo por tipo de interés (44 M€) producido por las subidas de la curva USD (medio plazo) y la caída de la curva EUR (todos los plazos), principalmente en el segundo trimestre del año.

- Tipo de cambio: el resultado positivo generado en el ejercicio 2009 (244 M€) es consecuencia de la gestión activa de las coberturas en el mercado de divisas y se explica por la exposición mantenida frente al USD y al ARS. Su devaluación frente al EUR ha reducido el valor de los pasivos denominados en estas monedas.

• Otros gastos financieros: Incremento de 65 M€ debido principalmente a la incorporación en 2009 del gasto por el leasing financiero para el transporte por gasoducto del gas natural comercializado en USA y Canadá.


3T08 2T09 3T09


RESULTADO FINANCIERO (M€) Ene-Sep

08 Ene-Sep

09

% Variación

09/08 -104 -163 -163 56,7 INTERESES NETOS (incluye preferentes) -311 -437 40,5

-54 188 -9 -83,3 RESULTADO DE POSICIONES 168 288 71,4

-12 41 -7 -41,7 Tipo de interés -40 44 -

-42 147 -2 -95,2 Tipo de cambio 208 244 17,3

-35 -37 -40 14,3 ACTUALIZACIÓN DE PROVISIONES -106 -123 16,0

17 24 30 76,5 INTERCALARIOS 46 92 100

-1 -11 -59 - OTROS GASTOS FINANCIEROS -33 -98 -

-177 1 -242 36,7 TOTAL -236 -278 17,8

3.- OTROS EPÍGRAFES DE LA CUENTA DE RESULTADOS 3.1.- IMPUESTO SOBRE BENEFICIOS El tipo impositivo efectivo del impuesto sobre sociedades para el ejercicio 2009 se ha estimado, con los datos a cierre del presente trimestre, en un 40,5%. En el tercer trimestre de 2009 el impuesto devengado fue de 272 M€, lo que supone un tipo impositivo efectivo del 41,2%.


12

3.2.- RESULTADO SOCIEDADES PARTICIPADAS


3T

2008 2T

2009 3T

2009


DESGLOSE DE SOCIEDADES PARTICIPADAS (M€)

Ene-Sep 2008

Ene-Sep 2009

% Variación

09/08 -19,4 -9,2 6,0 - UPSTREAM -7,3 -4,0 -

18,4 12,6 6,2 -66,3 GNL 42,0 34,6 -17,6

8,9 6,1 10,7 20,2 DOWNSTREAM 21,0 19,9 -5,2

1,7 3,9 -5,0 - YPF 9,5 -0,6 -

-0,5 8,5 0,6 - Gas Natural SDG 1,4 17,8 -

9,1 21,9 18,5 103,3 TOTAL 66,6 67,7 1,7

El resultado obtenido a través de sociedades participadas minoritariamente ascendió en el tercer trimestre de 2009 a 18,5 M€, frente a los 9,1 M€ del mismo periodo del año anterior. El aumento en el área de Upstream se debe a que el resultado de 3T08 contenía la amortización de un sondeo en la sociedad ENIREPSA. 3.3.- INTERESES MINORITARIOS

El resultado recurrente atribuido a socios externos en el tercer trimestre de 2009 ascendió a 38 M€ frente a 48 M€ del tercer trimestre de 2008. Este epígrafe recoge principalmente la participación de los accionistas minoritarios en el 14,9% del resultado de YPF desde que se realizó la venta de esta participación en febrero de 2008.


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4.- HECHOS DESTACADOS Desde la publicación de los resultados del segundo trimestre de 2009 las noticias más significativas anunciadas por la compañía han sido las siguientes:

En Upstream, el 9 de septiembre, Repsol anunció, tras los satisfactorios resultados de las primeras pruebas de producción en el pozo Guará, en las aguas profundas de la Cuenca de Santos en Brasil, que el volumen total recuperable del área se estima que podría situarse entre 1.100 y 2.000 millones de barriles de crudo ligero de alta calidad y de gas natural. El pozo está situado en el bloque BM-S-9, a 310 kilómetros de la costa del Estado de Sao Paulo. Repsol anunció el descubrimiento de Guará en junio de 2008. Durante las pruebas de producción, los flujos provenientes del campo de Guará han permitido estimar que un solo pozo tiene un potencial de varias decenas de miles de barriles por día. Debido al alto potencial del campo, el consorcio ha decidido instalar en Guará una plataforma para producir 120.000 bep/d, lo que le convertiría en el segundo campo en entrar en producción de toda el área presalina de la Cuenca de Santos. El pasado 1 de septiembre el gobierno brasileño presentó una propuesta de Plan Gubernamental para el área presalina, que asegura las inversiones ya previstas por las compañías petroleras a largo plazo, al mantener sin modificación las áreas ya licitadas y concedidas.

El 15 de septiembre, Repsol anunció un nuevo hallazgo de crudo y gas en el bloque BM-S-9, en las aguas profundas de la Cuenca de Santos, en Brasil. El descubrimiento tuvo lugar con el pozo Abaré Oeste, localizado en el área de evaluación Carioca a 290 km. de la costa de Sao Paulo, en lámina de agua de 2.163 metros. El consorcio descubridor, formado por Repsol (25 % de participación), Petrobras (45% - Operadora) y BG Group (30%), continuará con los trabajos e inversiones necesarias para la evaluación del área, tal como se recoge en el Plan de Evaluación aprobado por la ANP (Agencia Nacional del Petróleo de Brasil).

El 17 de septiembre, Repsol y sus socios anunciaron el primer descubrimiento de hidrocarburos en aguas de Sierra Leona, lo que demuestra el potencial de una zona que no había sido explorada previamente. El descubrimiento se realizó en el pozo Venus B-1 del bloque SL 6/07, con una profundidad total de 5.638 metros, en una lámina de agua de 1.798 metros. El pozo Venus B-1 es el primer sondeo en la cuenca de Sierra Leona-Liberia. Se están evaluando los primeros resultados obtenidos y se prevé realizar nuevos pozos exploratorios próximamente que permitirán definir el potencial comercial del área. El consorcio descubridor esta formado por Repsol (25%), la compañía norteamericana Anadarko (operador, 40%), la australiana Woodside (25%) y la británica Tullow (10%).

El 16 de octubre, Repsol anunció la confirmación del mayor descubrimiento de gas de la historia de la empresa y el más grande jamás realizado en Venezuela. El pozo Perla 1X alcanzó una profundidad total de 3.147 metros en una lámina de agua de 60 metros. Las pruebas de producción dieron como resultado un caudal de 570.000 metros cúbicos de gas/día y 620 barriles de crudo/día, restringido por las especificaciones de la instalación. Repsol opera junto con la italiana Eni el consorcio descubridor del bloque Cardón IV al 50% en la fase de exploración. Para la fase de desarrollo del bloque, la compañía petrolera estatal venezolana PDVSA, adquiriría un 35% en el consorcio, manteniendo Repsol y Eni un 32,5% de participación cada una. El descubrimiento Perla 1X ha sido calificado por el servicio de información especializada de hidrocarburos IHS como uno de los cinco mayores realizados en el mundo durante 2009. El campo podría contener volúmenes de gas recuperables de entre 1.000 y 1.400 millones de barriles equivalentes de petróleo, suficiente para satisfacer la demanda de gas en España durante 5 años.

Durante el tercer trimestre continuó la puesta en producción y conexión a la denominada plataforma TLP, de pozos de desarrollo de Shenzi. A lo largo del mes de Septiembre se alcanzaron valores de producción de petróleo que superaron los 120.000 bep/d.

A lo largo de la primera mitad del mes de Julio entraron en servicio los 2 primeros pozos del desarrollo del yacimiento Cashiriari en el bloque 88 de Perú donde Repsol participa con 10%.

El 27 de octubre se inició la producción de gas del campo Savonette en el offshore de Trinidad y Tobago donde Repsol participa con un 30%.


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En GNL, el día 25 de septiembre, el Presidente de Repsol, Antonio Brufau, inauguró en Canadá la planta de regasificación Canaport LNG, culminando el tercero de los diez proyectos estratégicos de la compañía enmarcados en el Plan Estratégico 2008-2012. Antonio Brufau estuvo acompañado en la ceremonia de inauguración por Kenneth Irving, Presidente de Irving Oil y por el gobernador de la provincia de New Brunswick, Shawn Graham. Repsol es el operador de la planta, con una participación del 75%, y suministra el gas natural licuado que alimenta la terminal, correspondiéndole la totalidad de la capacidad de regasificación. En Gas Natural SDG, el día 7 de septiembre, se concluyó la fusión de ésta con Unión FENOSA, tras la admisión a cotización de las acciones de la nueva compañía y la inscripción de la escritura pública de fusión en el Registro Mercantil de Barcelona, que tuvo lugar el día 4 de septiembre, tras el cierre de mercado. La finalización de la fusión supone la culminación del proceso de adquisición de la eléctrica por la gasista, iniciado por Gas Natural SDG en julio de 2008, con el anuncio de compra de las acciones de Unión FENOSA de las que era titular la sociedad ACS y la firma del correspondiente acuerdo de compraventa. La operación se ha completado en menos de 14 meses y se ha cumplido el calendario previsto en todo momento durante el proceso. Con esta operación, Gas Natural SDG ha culminado su objetivo de integrar los negocios de gas y electricidad en una compañía con larga experiencia en el sector energético, capaz de competir de forma eficiente en unos mercados sometidos a un proceso de creciente integración, globalización y aumento de la competencia.

En la Corporación, el día 9 de octubre, Repsol International Finance, B.V. (Grupo Repsol YPF) comunicó el cierre de la operación, anunciada el 2 de octubre, en la que invitaba a los tenedores del bono “EUR 1,175,000,000 6 per cent Guaranteed Notes Due 2010” (“Bono 2010”) a ofrecer en canje sus títulos, total o parcialmente, por la ampliación del bono “EUR 650,000,000 4.75 per cent Guaranteed Notes Due 2017”, ambos admitidos a negociación en la Bolsa de Luxemburgo. Conforme a los términos recogidos en el Exchange Offer Memorandum, el precio de la nueva emisión quedó fijado en el 100,50% con una rentabilidad del 4,664%. El ratio de canje para el nuevo bono quedó fijado en 1,018201.

Madrid, 12 de noviembre de 2009 Relación con Inversores E-mail: [email protected] Website: www.repsol.com Pº Castellana 278-280 28046 Madrid (España) Tlf: 34 917 53 55 48 Fax: 34 913 48 87 77 Hoy 12 de noviembre de 2009 a las 16:00 horas (CET), tendrá lugar una teleconferencia a analistas e inversores institucionales con el objetivo de informar de los resultados de Repsol YPF, S.A. correspondientes al tercer trimestre de 2009. La teleconferencia podrá seguirse en directo por cualquier persona interesada a través de la página web de Repsol YPF en Internet (www.repsol.com). La grabación del acto completo de la misma estará a disposición de los inversores y de cualquier persona interesada en www.repsol.com durante un plazo no inferior a 1 mes.


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TABLAS

RESULTADOS 3º TRIMESTRE 2009


16

3T08 2T09 3T09 2008 2009

EBITDA..................................................................................................... 2.442 1.545 1.815 7.358 4.803Resultado de explotación........................................................................... 1.570 643 901 5.072 2.484Resultado financiero................................................................................... (177) 1 (242) (236) (278)Resultado antes de impuestos y participadas ...................................... 1.393 644 659 4.836 2.206Impuesto sobre beneficios.......................................................................... (655) (255) (272) (1.908) (883)Resultado de entidades valoradas por el método de la participación.......... 9 22 19 67 68Resultado consolidado del periodo........................................................ 747 411 406 2.995 1.391

RESULTADO ATRIBUIDO A:

Intereses minoritarios ................................................................................ 48 38 38 179 134ACCIONISTAS DE LA SOCIEDAD DOMINANTE ..................................... 699 373 368 2.816 1.257

Resultado atribuido a la sociedad dominante por acción (*)* Euros/acción ........................................................................................ 0,58 0,31 0,30 2,32 1,04* $/ADR .................................................................................................. 0,82 0,44 0,45 3,32 1,52

(*)

Tipos de cambio dólar/euro a la fecha de cierre de cada trimestre:1,430 dólares por euro en 3T081,413 dólares por euro en 2T091,464 dólares por euro en 3T09

El capital social de Repsol YPF, S.A. está constituido por 1.220.863.463 acciones. El beneficio por acción se ha calculado teniendo en cuenta el número mediode acciones en circulación, considerando las acciones en propiedad de la compañía. El número medio de acciones en circulación ha sido de1.212.907.057durante el año 2008 y de 1.208.784.757 durante el año 2009.

ENERO-SEPTIEMBRE

RESULTADOS DE REPSOL YPF EN BASE A SUS PRINCIPALES COMPONENTES(Millones de Euros)

(Cifras no auditadas)

Elaborado de acuerdo a Normas Internacionales de Información Financiera

DATOS TRIMESTRALES


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Total No recurrentes Ajustado Total No recurrentes Ajustado

Resultado de explotación...................................................................... 1.570 (12) 1.558 5.072 (65) 5.007Upstream................................................................................................ 672 (52) 620 1.999 (24) 1.975GNL.................................................................................................... 38 - 38 88 - 88Downstream........................................................................................ 415 (24) 391 1.540 40 1.580YPF.................................................................................................... 402 49 451 1.046 140 1.186Gas Natural SDG................................................................................ 136 2 138 423 9 432Corporación y otros (93) 13 (80) (24) (230) (254)

Resultado financiero.............................................................................. (177) - (177) (236) - (236)Resultado antes de impuestos y participadas .................................... 1.393 (12) 1.381 4.836 (65) 4.771Impuesto sobre beneficios....................................................................... (655) (655) (1.908) (181) (2.089)Resultado de entidades valoradas por el método de la participación ....... 9 - 9 67 - 67Resultado consolidado del periodo...................................................... 747 (12) 735 2.995 (246) 2.749

- -RESULTADO ATRIBUIDO A:

Intereses minoritarios .............................................................................. 48 - 48 179 - 179ACCIONISTAS DE LA SOCIEDAD DOMINANTE .................................. 699 (12) 687 2.816 (246) 2.570


Resultado de explotación...................................................................... 643 4 647 1.583 (214) 1.369Upstream................................................................................................ 140 32 172 325 32 357GNL.................................................................................................... 23 - 23 34 - 34Downstream........................................................................................ 272 3 275 565 (2) 563YPF.................................................................................................... 129 (34) 95 452 (205) 247Gas Natural SDG................................................................................ 165 - 165 334 - 334Corporación y otros (86) 3 (83) (127) (39) (166)

Resultado financiero.............................................................................. 1 - 1 (36) - (36)Resultado antes de impuestos y participadas .................................... 644 4 648 1.547 (214) 1.333Impuesto sobre beneficios....................................................................... (255) 25 (230) (611) 111 (500)Resultado de entidades valoradas por el método de la participación ....... 22 - 22 49 - 49Resultado consolidado del periodo...................................................... 411 29 440 985 (103) 882

-RESULTADO ATRIBUIDO A:

Intereses minoritarios .............................................................................. 38 (1) 37 96 (18) 78ACCIONISTAS DE LA SOCIEDAD DOMINANTE .................................. 373 30 403 889 (85) 804


Resultado de explotación...................................................................... 901 (42) 859 2.484 (256) 2.228Upstream............................................................................................ 293 9 302 618 41 659GNL.................................................................................................... 5 - 5 39 39Downstream........................................................................................ 201 5 206 766 3 769YPF.................................................................................................... 211 - 211 663 (205) 458Gas Natural SDG................................................................................ 226 - 226 560 560Corporación y otros (35) (56) (91) (162) (95) (257)

Resultado financiero.............................................................................. (242) - (242) (278) (278)Resultado antes de impuestos y participadas .................................... 659 (42) 617 2.206 (256) 1.950Impuesto sobre beneficios....................................................................... (272) 18 (254) (883) 129 (754)Resultado de entidades valoradas por el método de la participación ....... 19 - 19 68 68Resultado consolidado del periodo...................................................... 406 (24) 382 1.391 (127) 1.264

- -RESULTADO ATRIBUIDO A:

Intereses minoritarios .............................................................................. 38 - 38 134 (18) 116ACCIONISTAS DE LA SOCIEDAD DOMINANTE .................................. 368 (24) 344 1.257 (109) 1.148

ENERO-SEPTIEMBRE 2009

ENERO-SEPTIEMBRE 2008TERCER TRIMESTRE 2008

SEGUNDO TRIMESTRE 2009

TERCER TRIMESTRE 2009

ENERO-JUNIO 2009

RESULTADOS DE REPSOL YPF AJUSTADOS POR NO RECURRENTES (Millones de Euros)




18

3T08 2T09 3T09 2008 2009

Upstream ........................................... 1.361 661 840 4.084 2.062Norteamérica y Brasil .................... 63 140 209 293 393Norte de Africa ............................... 538 132 225 1.672 501Resto del Mundo ............................ 778 413 423 2.158 1.229Ajustes ………………………………… (18) (24) (17) (39) (61)

GNL ................................................... 472 269 252 1.173 805

Downstream ..................................... 11.502 7.330 8.254 35.303 22.968

Europa ........................................... 10.971 7.081 8.002 33.250 22.216Resto del Mundo ............................ 1.142 612 667 4.102 1.829Ajustes ………………………………… (611) (363) (415) (2.049) (1.077)

YPF ................................................... 2.914 2.045 2.017 7.526 6.360Upstream ........................................ 1.097 1.065 947 3.062 3.337Downstream ................................... 2.448 1.631 1.626 6.119 4.861Corporación .................................... 78 62 74 201 192Ajustes ………………………………… (709) (713) (630) (1.856) (2.030)

Gas Natural SDG ............................... 1.017 1.052 1.268 3.011 3.299

Corporación, otros y ajustes ........... (717) (300) (260) (1.817) (774)

TOTAL ............................................... 16.549 11.057 12.371 49.280 34.720

ENERO-SEPTIEMBRE

ANÁLISIS DE LOS INGRESOS DE EXPLOTACIÓN DE REPSOL YPFPOR ACTIVIDADES Y ÁREAS GEOGRÁFICAS

(Millones de Euros)



DATOS TRIMESTRALES


19

3T08 2T09 3T09 2008 2009

Upstream ........................................... 672 140 293 1.999 618Norteamérica y Brasil .................... 24 (9) 39 56 31Norte de Africa ............................... 335 69 166 1.119 324Resto del Mundo ............................. 313 80 88 824 263

GNL ................................................... 38 23 5 88 39

Downstream ..................................... 415 272 201 1.540 766

Europa ........................................... 396 232 176 1.472 654Resto del Mundo ............................. 19 40 25 68 112

YPF ................................................... 402 129 211 1.046 663Upstream ........................................ 68 146 108 365 608Downstream ................................... 375 18 124 818 141Corporación .................................... (41) (35) (21) (137) (86)

Gas Natural SDG ............................... 136 165 226 423 560

Corporación, otros y ajustes ........... (93) (86) (35) (24) (162)

TOTAL ............................................... 1.570 643 901 5.072 2.484

ENERO-SEPTIEMBRE

ANÁLISIS DEL RESULTADO DE EXPLOTACIÓN DE REPSOL YPFPOR ACTIVIDADES Y ÁREAS GEOGRÁFICAS

(Millones de Euros)



DATOS TRIMESTRALES


20

3T08 2T09 3T09 2008 2009

Upstream ........................................... 759 323 510 2.425 1.143Norteamérica y Brasil .................... 32 54 170 139 234Norte de Africa ............................... 384 95 178 1.213 383Resto del Mundo ............................. 343 174 162 1.073 526

GNL ................................................... 51 44 35 126 108

Downstream ..................................... 633 423 352 2.158 1.201

Europa ........................................... 591 371 317 2.014 1.058Resto del Mundo ............................. 42 52 35 144 143

YPF ................................................... 855 545 593 2.229 1.667Upstream ........................................ 457 503 428 1.344 1.434Downstream ................................... 419 64 166 936 275Corporación .................................... (21) (22) (1) (51) (42)

Gas Natural SDG ............................... 209 285 383 642 903

Corporación, otros y ajustes ........... (65) (75) (58) (222) (219)

TOTAL ............................................... 2.442 1.545 1.815 7.358 4.803

DATOS TRIMESTRALES ENERO-SEPTIEMBRE

ANÁLISIS DEL EBITDA DE REPSOL YPFPOR ACTIVIDADES Y ÁREAS GEOGRÁFICAS

(Millones de Euros)




21

3T08 2T09 3T09 2008 2009

Upstream ........................................... 376 338 290 858 942Norteamérica y Brasil .................... 123 165 119 349 368Norte de Africa ............................... 182 58 82 279 226Resto del Mundo ............................. 71 115 89 230 348

GNL .................................................. 78 40 33 223 103

Downstream ..................................... 309 427 457 939 1.209

Europa ........................................... 296 422 449 888 1.187Resto del Mundo ............................. 13 5 8 51 22

YPF ................................................... 346 201 181 912 618Upstream ........................................ 259 160 120 729 478Downstream ................................... 54 32 41 116 100Corporación .................................... 33 9 20 67 40

Gas Natural SDG ............................... 598 2.600 277 724 4.840

Corporación, otros y ajustes ........... 40 - 25 130 81

TOTAL ............................................... 1.747 3.606 1.263 3.786 7.793

DATOS TRIMESTRALES ENERO-SEPTIEMBRE


ANÁLISIS DE LAS INVERSIONES DE REPSOL YPFPOR ACTIVIDADES Y ÁREAS GEOGRÁFICAS

(Millones de Euros)



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DICIEMBRE SEPTIEMBRE

2008 2009

ACTIVO NO CORRIENTEFondo de Comercio ........................................................................................ 2.851 4.506Otro inmovilizado intangible ........................................................................... 1.228 2.373Inmovilizado material ..................................................................................... 25.737 31.848Inversiones inmobiliarias ................................................................................ 31 39Inversiones contabilizadas aplicando el método de la participación ................ 525 535Activos financieros no corrientes: Instrumentos financieros no corrientes ................................................ 1.585 1.641 Otros ................................................................................................... 881 553Activos por impuestos diferidos ...................................................................... 1.463 1.627Otros activos no corrientes…………………………………………………………… 276 350

ACTIVO CORRIENTEActivos no corrientes mantenidos para la venta (*) ......................................... 1.251 1.273Existencias ..................................................................................................... 3.584 4.077Deudores comerciales y otras cuentas a cobrar .............................................. 6.632 6.559Otros activos financieros corrientes ................................................................ 494 216Efectivo y otros activos líquidos equivalentes ................................................. 2.891 2.418

TOTAL ACTIVO 49.429 58.015PATRIMONIO NETO TOTAL Atribuido a la sociedad dominante ........................................................ 20.100 20.025 Atribuido a los intereses minoritarios .................................................... 1.170 1.606

PASIVO NO CORRIENTESubvenciones.................................................................................................. 108 239Provisiones no corrientes ............................................................................... 2.710 3.057Pasivos financieros no corrientes ................................................................... 10.315 15.128Pasivos por impuesto diferido ......................................................................... 2.554 3.170Otros pasivos no corrientes: Deuda no corriente por arrendamiento financiero ................................ 721 1.954 Otros ................................................................................................... 730 1.061

PASIVO CORRIENTEPasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta (*) ... 601 590Provisiones corrientes .................................................................................... 437 160Pasivos financieros corrientes ........................................................................ 1.788 3.322Acreedores comerciales y otras cuentas a pagar: Deuda corriente por arrendamiento financiero ..................................... 31 165 Otros acreedores comerciales y otras cuentas a pagar ........................ 8.164 7.538TOTAL PASIVO 49.429 58.015

(*) En estas líneas se incluyen los activos y pasivos vinculados con activos no corrientes mantenidos para la venta.

BALANCE DE SITUACIÓN COMPARATIVO DE REPSOL YPF(Millones de Euros)




23

2008 2009

I. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE EXPLOTACIONResultado antes de impuestos y participadas 4.836 2.206Ajustes al resultado:

Amortización del inmovilizado 2.210 2.579Otros ajustes del resultado (netos) 312 18

EBITDA 7.358 4.803

Cambios en el capital corriente (1.459) (34)Cobros de dividendos 73 52Cobros/(pagos) por impuesto de beneficios (2.042) (845)Otros cobros/(pagos) de actividades de explotación (287) (256)OTROS FLUJOS DE EFECTIVO DE ACTIVIDADES DE EXPLOTACION (2.256) (1.049)

3.643 3.720

II. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE INVERSIÓN

Pagos por inversionesEmpresas del grupo, asociadas y unidades de negocio (140) (4.463)Inmovilizado material, intangible e inversiones inmobiliarias (3.095) (3.189)Otros activos financieros (551) (141)Total Inversiones (3.786) (7.793)

Cobros por desinversiones 982 639Otros flujos de efectivo (164) 54

(2.968) (7.100)

III. FLUJOS DE EFECTIVO DE LAS ACTIVIDADES DE FINANCIACIÓNCobros/(pagos) por instrumentos de patrimonio (175) 51Cobros por emisión de pasivos financieros 2.815 8.263Pagos por devolución y amortización de pasivos financieros (1.604) (3.992)Pagos por dividendos (1.493) (1.382)Pagos de intereses (463) (562)Otros cobros/(pagos) de actividades de financiación 161 564

(759) 2.942

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL INICIO DEL PERIODO 2.585 2.891

Saldo neto de flujos de efectivo (I, II y III) (84) (438)

Efecto de las variaciones en los tipos de cambio 24 (35)

EFECTIVO Y EQUIVALENTES AL EFECTIVO AL FINAL DEL PERIODO 2.525 2.418

ENERO-SEPTIEMBRE

ESTADO DE FLUJOS DE EFECTIVO(Millones de Euros) (Cifras no auditadas)



24

TABLAS

PRINCIPALES MAGNITUDES FÍSICAS DEL

3º TRIMESTRE DE 2009


25

MAGNITUDES DE UPSTREAM%

2008 2009 VariaciónUnidad 1º Tr. 2º Tr. 3º Tr. Acum 1º Tr. 2º Tr. 3º Tr. Acum 09 / 08

PRODUCCION DE HIDROCARBUROS K Bep/día 333 336 331 334 317 340 327 328 -1,6%

Producción de Líquidos K Bep/día 131 131 126 129 113 132 141 129 -0,1%Norteamérica y Brasil K Bep/día 15 15 14 15 12 31 46 30 101,1%Norte de África K Bep/día 55 55 55 55 40 39 37 39 -29,5%Resto del Mundo K Bep/día 61 60 57 59 61 62 58 60 1,9%

Producción de Gas Natural K Bep/día 202 206 205 204 204 208 186 199 -2,5%Norteamérica y Brasil K Bep/día 1 1 1 1 1 2 3 2 143,4%Norte de África K Bep/día 10 9 9 9 14 13 7 11 21,5%Resto del Mundo K Bep/día 192 196 195 194 189 193 176 186 -4,2%


26

% Variación

Unidad 1º Tr. 2º Tr. 3º Tr. Acum. 1º Tr. 2º Tr. 3º Tr. Acum. 09 / 08CRUDO PROCESADO M tep 10,1 10,0 9,8 29,8 9,2 8,1 8,0 25,3 -15,4%

Europa M tep 8,5 8,4 8,9 25,7 8,2 7,1 7,1 22,3 -13,2%Resto del Mundo M tep 1,7 1,6 0,9 4,1 1,0 1,0 1,0 2,9 -29,0%

VENTAS DE PROD.PETROLÍFEROS Kt 11.072 10.865 10.681 32.618 9.492 9.359 9.186 28.037 -14,0%Ventas Europa Kt 9.064 8.915 9.301 27.280 8.522 8.279 8.242 25.043 -8,2%

Marketing Propio Kt 5.906 5.640 6.104 17.650 5.256 5.344 5.343 15.943 -9,7% Productos claros Kt 4.865 4.685 5.102 14.652 4.386 4.416 4.489 13.291 -9,3%Otros productos Kt 1.041 955 1.002 2.998 870 928 854 2.652 -11,5%

Resto Ventas Mercado Nacional Kt 1.688 1.675 1.708 5.071 1.786 1.560 1.526 4.872 -3,9%Productos claros Kt 1.227 1.179 1.174 3.580 1.278 1.064 1.080 3.422 -4,4%Otros productos Kt 461 496 534 1.491 508 496 446 1.450 -2,7%

Exportaciones Kt 1.470 1.600 1.489 4.559 1.480 1.375 1.373 4.228 -7,3%Productos claros Kt 408 454 304 1.166 527 549 412 1.488 27,6%Otros productos Kt 1.062 1.146 1.185 3.393 953 826 961 2.740 -19,2%

Ventas Resto del Mundo Kt 2.008 1.950 1.380 5.338 970 1.080 944 2.994 -43,9%Marketing Propio Kt 789 812 779 2.380 413 474 460 1.347 -43,4%

Productos claros Kt 667 644 631 1.942 349 375 378 1.102 -43,3%Otros productos Kt 122 168 148 438 64 99 82 245 -44,1%

Resto Ventas Mercado Nacional Kt 782 826 361 1.969 330 375 321 1.026 -47,9%Productos claros Kt 591 589 263 1.443 250 264 252 766 -46,9%Otros productos Kt 191 237 98 526 80 111 69 260 -50,6%

Exportaciones Kt 437 312 240 989 227 231 163 621 -37,2%Productos claros Kt 105 58 68 231 73 131 106 310 34,2%Otros productos Kt 332 254 172 758 154 100 57 311 -59,0%

QUÍMICAVENTAS PROD. PETROQUIMICOS Kt 793 701 625 2.120 458 707 541 1.706 -19,5%

Europa Kt 711 624 564 1.898 412 577 462 1.451 -23,6%Básica Kt 183 170 134 486 74 173 103 350 -28,1%Derivada Kt 529 454 429 1.412 338 404 359 1.101 -22,0%

Resto del Mundo Kt 82 77 62 221 46 130 79 255 15,3%Básica Kt 15 17 12 45 0 25 16 40 -9,9%Derivada Kt 67 60 49 177 46 106 64 215 21,7%

GLPGLP comercializado Kt 917 756 692 2.365 871 713 652 2.236 -5,4%

Europa Kt 602 387 306 1.296 577 372 283 1.232 -4,9%Resto del Mundo Kt 314 369 386 1.069 294 341 369 1.004 -6,1%

Resto Ventas Mercado Nacional: Incluye ventas a operadores y bunker.Exportaciones: Se expresan desde el país de origen.Desde 3T08 no se incluyen las magnitudes de Refap

2008 2009

MAGNITUDES DE DOWNSTREAM


27

MAGNITUDES DE YPF%

2008 2009 VariaciónUnidad 1º Tr. 2º Tr. 3º Tr. Acum 1º Tr. 2º Tr. 3º Tr. Acum 09 / 08

UPSTREAMPRODUCCION DE HIDROCARBUROS K Bep/día 632 592 643 623 601 598 566 588 -5,6%

Producción de Líquidos K Bep/día 329 288 319 312 323 310 287 306 -1,7%Argentina K Bep/día 329 288 315 311 320 307 285 304 -2,1%Resto del Mundo K Bep/día 0 0 3 1 3 2 2 2 108,4%

Producción de Gas Natural K Bep/día 303 304 325 311 278 288 279 282 -9,4%Argentina K Bep/día 303 304 324 311 277 288 279 281 -9,5%Resto del Mundo K Bep/día 0 0 1 0 1 0 0 0 33,2%

DOWNSTREAMCRUDO PROCESADO M tep 4,2 4,2 4,2 12,6 4,0 4,2 3,7 11,9 -5,8%

VENTAS DE PROD.PETROLÍFEROS (*) Kt 3.705 3.783 4.026 11.514 3.539 3.689 3.220 10.448 -9,3%Marketing Propio Kt 2.622 2.943 3.014 8.579 2.684 2.829 2.713 8.226 -4,1%

Productos claros Kt 2.143 2.135 2.269 6.547 2.213 2.157 2.181 6.552 0,1%Otros productos Kt 479 808 745 2.032 472 671 532 1.674 -17,6%

Resto Ventas Mercado Nacional Kt 302 314 340 956 316 324 244 884 -7,5%Productos claros Kt 231 257 272 760 208 205 178 591 -22,2%Otros productos Kt 71 57 68 196 108 119 66 293 49,5%

Exportaciones Kt 781 526 672 1.979 539 536 263 1.338 -32,4%Productos claros Kt 220 183 320 723 186 168 134 487 -32,6%Otros productos Kt 561 343 352 1.256 353 368 130 851 -32,3%

QUÍMICAVENTAS PROD. PETROQUIMICOS Kt 406 377 388 1.171 270 346 457 1.073 -8,4%

Básica Kt 48 49 46 143 43 46 44 134 -6,7%Derivada Kt 359 328 342 1.028 226 300 413 939 -8,7%

GLPGLP comercializado Kt 114 78 98 290 113 109 89 312 7,7%

Resto Ventas Mercado Nacional: Incluye ventas a operadores y bunker.Exportaciones: Se expresan desde el país de origen.(*) Incluye YPF S.A. + 50% Refinor + Lubricantes Chile


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Este documento contiene información y afirmaciones o declaraciones que constituyen estimaciones o proyecciones de futuro sobre Repsol YPF. Dichas estimaciones o proyecciones pueden incluir declaraciones sobre planes, objetivos y expectativas actuales, incluyendo declaraciones en relación con tendencias que afecten a la situación financiera de Repsol YPF, ratios financieros, resultados operativos, negocios, estrategia, concentración geográfica, volúmenes de producción y reservas, así como planes, expectativas u objetivos de Repsol YPF respecto de gastos de capital, negocios, estrategia, concentración geográfica, ahorros de costes, inversiones y políticas de dividendos. Dichas estimaciones o proyecciones pueden incluir también asunciones sobre futuras condiciones de tipo económico o de cualquier otro tipo, tales como los futuros precios del crudo u otros precios, márgenes de refino o marketing y tipos de cambio. Las estimaciones o proyecciones de futuro se identifican generalmente por el uso de términos como “espera”, “anticipa”, “pronostica”, “cree”, “estima”, “aprecia” y expresiones similares. Dichas declaraciones no constituyen garantías de un futuro cumplimiento, precios, márgenes, tipos de cambio o de cualquier otro suceso, y se encuentran sujetas a riesgos significativos, incertidumbres, cambios y otros factores que pueden estar fuera del control de Repsol YPF o que pueden ser difíciles de prever. Entre tales riesgos e incertidumbres están aquellos factores identificados en los documentos registrados por Repsol YPF y sus filiales en la Comisión Nacional del Mercado de Valores en España, en la Comisión Nacional de Valores en Argentina y en la Securities and Exchange Commission de los Estados Unidos de América. Salvo en la medida que lo requiera la ley aplicable, Repsol YPF no asume ninguna obligación -aun cuando se publiquen nuevos datos o se produzcan nuevos hechos- de informar públicamente de la actualización o revisión de estas manifestaciones de futuro.

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